Tesis, equipos de perforación.pdf

Criterios Metoceánicos para la Operación de Risers en
Plataformas Semisumergibles de Perforación en Aguas
Profundas
T E S I S
Que Para Obtener el Título de
INGENIERO PETROLERO
Presenta:
Juan Carlos Medina Rodríguez
Director de Tesis:
Dra. Martha Leticia Cecopieri Gómez
Ciudad Universitaria, México D.F. 2014
2014
Universidad Nacional
Autónoma de México
Facultad de Ingeniería

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AGRADECIMIENTOS
Dedico este trabajo a mi familia, quienes fueron los pilares de mi trayectoria como
estudiante de ingeniería y quienes han sido motivación para superarme cada día y
convertirme en mejor persona. A mis padres Yolanda Rodríguez Neri y Porfirio Medina
Díaz, quienes con amor, comprensión y sabiduría me impulsan cada día para salir adelante
a conquistar éxitos. A mis hermanos Yolanda Medina Rdz. y Luis Fernando Medina Rdz.
por ser mis cómplices, mejores amigos, consejeros y compañeros de batallas. Sin ustedes
a mi lado la vida tendría un color oscuro, este logro es de ustedes, los amo.
Al Dr. Federico Barranco Cicilia por su apoyo incondicional a lo largo de la elaboración de
este trabajo, por sus consejos, asesoría, paciencia y sabiduría compartida conmigo, le
expreso infinita gratitud, sin usted esta tesis no hubiera sido posible.
Agradezco a los profesores de la Facultad de Ingeniería por llevar a cabo una excelente
labor como docentes, enorme gratitud para mis sinodales y un agradecimiento especial a
la Dra. Martha Leticia Cecopieri Gómez por brindarme su asesoría, apoyo y excelentes
consejos que, sin duda, aplicaré a lo largo de mi vida como profesionista.
También doy las gracias a los hermanos que la vida me ha dado, eternos compañeros de
fechorías y amigos inigualables: Daniel Calderoni, Baltasar Vez, Daniel Vásquez, Diego
Carrillo, Erick Soto, Omar Rodríguez, Ivan Martinez, Jafet Monroy, Jorge Vega, Monse
Vega, Freddy sean eternos.
A los hermanos que la Facultad de Ingeniería y el camino a lo largo de la carrera me
concedieron conocer: Christian Ramírez, Ariel de la Cruz (Harry), Sergio Resendiz, Omar
Rodríguez (Pantera), Fidel Juarez, Juan Carlos Pérez (Tocay), Mario Campos, Erick Jiménez,
Alejandra Almazán, Karen Meza, los HB-CUA’s, Andrea García, Ligia Sangeado, Nelly
Carrasco, María Cruz, Javier Sanchez (Manchas), Juan Omar, muchas gracias por regalarme
el honor de contar con su amistad.
A todos aquellos que formaron parte de mi vida durante esta gran etapa, muchas gracias.
Juan Carlos Medina Rodríguez

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Contenido
Objetivo y Justificación...........................................................................................................7
1.- Introducción ......................................................................................................................8
1.1.- Riesgos de la Explotación de Campos en Aguas Profundas .........................................12
1.2.- Equipos Utilizados en la Explotación de Campos Costa Afuera...................................14
2.- Unidades Flotantes para la Perforación de Pozos...........................................................20
2.1.- Unidades de Perforación Utilizadas en Aguas Profundas ............................................21
2.1.1.- Equipos Semisumergibles..........................................................................................21
2.1.1.1- Evolución de los Equipos Semisumergibles de Perforación....................................22
2.1.2.- Buques perforadores.................................................................................................27
2.1.2.1.- Evolución de los buques perforadores...................................................................28
2.2.- Equipos semisumergibles utilizados en México en la Actualidad................................29
3.- Componentes de un Sistema de Perforación en Aguas Profundas.................................33
3.1.- Elementos para la Perforación Rotatoria.....................................................................33
3.1.1.- Sistema de izaje.........................................................................................................33
3.1.2.- Sistema rotatorio.......................................................................................................36
3.1.3.- Sistema de circulación de lodo..................................................................................41
3.1.4.- Sistema de energía....................................................................................................42
3.1.5.- Sistema para el control del pozo...............................................................................43
3.1.6.- Equipo especial usado en la perforación marina......................................................46
3.1.6.1.- Técnicas de instalación de preventores.................................................................48
3.2.- Plataforma flotante ......................................................................................................49
3.3.- Sistema de Posicionamiento ........................................................................................55
3.4.- Riser de Perforación .....................................................................................................57
3.5.- Preventores (BOP) y su conexión con el cabezal del pozo...........................................60
4.- Análisis plataforma flotante-riser de perforación...........................................................62
4.1.- Consideraciones del análisis.........................................................................................62
4.1.1.- Análisis acoplado.......................................................................................................63
4.1.2.- Análisis desacoplado .................................................................................................65
4.2.- Condiciones Metoceánicas y Características de Movimiento......................................65

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4.3.- Ecuaciones de movimiento ..........................................................................................67
4.4.- Acciones ambientales...................................................................................................69
4.4.1.- Fuerzas del oleaje......................................................................................................70
4.4.1.1.- Fuerzas del oleaje de primer orden .......................................................................70
4.4.1.2.- Fuerzas del oleaje de segundo orden ....................................................................71
4.4.2.- Fuerzas de corriente..................................................................................................72
4.4.3.- Fuerzas de viento ......................................................................................................72
4.5.- Procesos ambientales de corto y largo plazo...............................................................73
4.6.- Estadística de eventos ambientales de tempestad......................................................75
5.- Operatividad del riser......................................................................................................76
5.1.- Códigos y estándares....................................................................................................79
5.2.- Límites recomendados .................................................................................................79
5.3.- Suspensión de operación con riser conectado ............................................................82
5.4.- Desconexión .................................................................................................................83
6.- Análisis.............................................................................................................................86
6.1.- Análisis estático............................................................................................................86
6.2.- Análisis dinámico..........................................................................................................86
6.3.- Datos del análisis..........................................................................................................86
6.3.1.- Configuración del riser ..............................................................................................86
6.3.2.- Plataforma y líneas de amarre ..................................................................................88
6.3.3.- Estados de mar..........................................................................................................91
6.4.- Análisis estructural dinámico .......................................................................................93
6.5.- Identificación de límites de operación del riser.........................................................100
Conclusiones.......................................................................................................................111
Recomendaciones...............................................................................................................112
Referencias .........................................................................................................................113

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Objetivo y Justificación
El objetivo de este trabajo es efectuar el análisis estructural del riser de perforación
durante la operación de plataformas semisumergibles de perforación en condiciones
normales y durante la ocurrencia de estados de mar que determinen el paro o
desconexión de los equipos submarinos con base en las regulaciones nacionales e
internacionales de operación segura; para evitar una pérdida económica o situaciones que
pongan en riesgo la operación de la plataforma, así como a sus tripulantes y al medio
ambiente.
Hoy en día la industria presenta una problemática debida a los tiempos de desconexión de
los equipos submarinos cuando se presentan condiciones meteorológicas y
oceanográficas (metoceánicas) desfavorables; situación que conduce a pérdidas
económicas, puesto que el tiempo que el equipo se encuentra desconectado es tiempo en
que la perforación permanece interrumpida, provocando lo que se conoce como tiempos
muertos o de paro (NPT, por las siglas en inglés de Non-Productive Time), donde se
detiene toda la operación más no los gastos por renta de los equipos.
Es importante saber cuáles son las condiciones de operación del riser de perforación y el
equipo submarino o subsuperficial a los que se encuentra conectado el equipo de
perforación, así como identificar cuáles son sus limitaciones al momento de encontrarse
operando en condiciones metoceánicas severas y desfavorables. Debido a la complejidad
en el análisis mecánico estructural del conjunto riser, preventor (BOP) y cabezal de
perforación, el alcance del presente trabajo se limitará al análisis del movimientos de la
plataforma semisumergible y las deformaciones y esfuerzos generados en el riser de
perforación, con la finalidad de evaluar como estos parámetros afectan el desempeño
operativo y los NPT de la unidad de perforación.

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1.- Introducción
México, al ser un país petrolero, enfrenta cada vez mayores retos para lograr la
explotación de sus yacimientos tanto en tierra como costa afuera. Particularmente para la
explotación de estos últimos, los retos se vuelven aún más complejos al incursionar en
aguas profundas debido a las condiciones extremas de alta presión y baja temperatura
impuestas por los grandes tirantes de agua que existen entre el lecho marino y la
superficie, lo cual demanda nuevos avances tecnológicos para lograr la adecuada
explotación de estos recursos.
En la actualidad la demanda energética petrolera aumenta día a día. Pemex, al ser la
empresa dedicada a la explotación, refinación, transporte y comercialización de estos
recursos en México, requiere de optimizar sus actividades de exploración, perforación y
producción petrolera para satisfacer la demanda nacional existente.
La exploración, perforación y producción de hidrocarburos son actividades extractivas que
buscan descubrir y explotar recursos naturales no renovables, como los yacimientos de
petróleo y gas asociado así como yacimientos de gas no asociado. En México el organismo
responsable de realizar estas actividades es la filial, Pemex Exploración y Producción.
Los planes y programas de la paraestatal se basan en la identificación e inferencia de
recursos prospectivos o potenciales; los cuales, una vez descubiertos, se denominan
reservas. Así, el recurso prospectivo se infiere mediante estudios geológicos y geofísicos
que cuantifican el potencial de hidrocarburos en un área específica. El recurso prospectivo
por lo tanto, es una inferencia a partir de los estudios mencionados y por comparaciones
con otras zonas productoras, que permiten estimar qué volúmenes pueden ser
descubiertos y recuperados (SENER(iii), 2008).
Existen diferentes y grandes proyectos de desarrollo de exploración y explotación (ver Fig.
1.1) que se alcanzan a distinguir de la siguiente manera (SENER, 2011):
 Ku-Maloob-Zaap;
 Cantarell;
 Chicontepec (formalmente conocido como Aceite Terciario del Golfo, ATG);
 Explotación (a excepción de Chicontepec, Cantarell y Ku-Maloob-Zaap);
 Exploración (excepto aguas profundas); y,
 Aguas profundas.
Cantarell, el que fuera el yacimiento que desde la década de los 80’s aportaba la mayor
producción diaria de barriles de petróleo; en 2004, alcanzó su pico de producción con 3
millones 383 mil barriles diarios, hoy en día se encuentra en su etapa de declinación. En el

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año 2008 el activo integral Ku Maloob Zaap sobrepasó la producción de Cantarell
convirtiéndose en el activo con la mayor producción de barriles de petróleo diarios con
una cifra de 860 Mil Barriles Diarios (MBD) de aceite y 324 Miles de Millones de Pies
Cúbicos Diarios (MMMPCD) de gas (PEP, 2012). Se estima que Ku Maloob Zaap alcanzará
su pico de producción en el 2013 e iniciará su proceso de declinación en el 2014.
Adicionalmente existen diversos proyectos que mantienen la producción de petróleo en
México, entre ellos se encuentra el proyecto Chicontepec (ATG), el cual fue descubierto en
1926 y no fue sino hasta el año 2001 que inició su explotación. Los yacimientos de
Chicontepec se caracterizan por su bajo contenido de hidrocarburos, baja permeabilidad y
baja presión, por lo que la productividad de los pozos es reducida. Actualmente se
encuentra en la etapa de desarrollo y sus reservas representan el 40% de la reserva
nacional de petróleo. La estrategia de Pemex en este proyecto, consiste en perforar 16 mil
pozos de desarrollo en el periodo 2002-2021, ya que de acuerdo con el tipo de yacimiento
se requiere de una perforación masiva y así lograr una producción superior a la que se
tiene actualmente, la cual promedia entre 100 y 300 BPD.
Fig. 1.1.- Panorama de producción de diferentes proyectos de Pemex en el horizonte 2011-2025.
Fuente (Suárez, C.(ii), 2012)
Dentro de los objetivos estratégicos de Pemex se encuentra la incorporación de nuevos
volúmenes de hidrocarburos orientados a restituir la producción de los yacimientos
actualmente en explotación. Bajo esta premisa, las actividades de exploración se han
concentrado de manera importante en las zonas de aguas profundas del Golfo de México,

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con el fin de descubrir y aprovechar los vastos recursos prospectivos, que se estiman se
encuentran contenidos en esta zona.
Como consecuencia de la estrategia de exploración y producción, existe el potencial para
incorporar producción de los proyectos exploratorios en aguas profundas. En el escenario
de planeación se considera el desarrollo de tres proyectos productores de aceite en aguas
profundas, Golfo de México B, Golfo de México Sur y el de Área Perdido (véase Figura 1.2).
Fig. 1.2.- Regiones de oportunidad para México en aguas profundas.
Fuente (SENER, 2011)
Se estima que la producción de aceite proveniente de aguas profundas se obtendrá a
finales de 2017, de acuerdo con el descubrimiento de reservas de aceite en 2010. La
producción inicial se estima en 5 MBD y provendría del proyecto Golfo de México B; para
2018 se agregarán los proyectos Golfo de México Sur y Área Perdido; se espera que estos
tres proyectos alcancen una aportación de 784 MBD en 2025 (Fig. 1.3). Sin embargo estas
metas están en proceso de actualización debido a descubrimientos importantes de aceite
ligero en los pozos Supremus y Trión en el área de Perdido perforados a finales del año
2012.

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Fig. 1.3.- Primeros aportes y desarrollo de la producción provenientes de Aguas Profundas al año 2025
Fuente (SENER, 2011)
El panorama anterior depende de un esquema o plan de desarrollo en el cual se incluyen
trabajos de exploración, perforación y producción. Estos trabajos en aguas profundas
requieren de equipos especiales para tales actividades donde las condiciones a las que se
enfrentan son extremas.
Existe una clasificación para las aguas profundas en México, la cual se muestra en la Fig.
1.4 En ella se observan las profundidades que corresponden a aguas someras, aguas
profundas y aguas ultraprofundas; cabe mencionar que existen diferentes clasificaciones
de estas profundidades de acuerdo al país que las maneje, por ejemplo la Universidad
Stavanger en Noruega considera aguas someras a los tirantes de agua de hasta 900 m,
aguas profundas a tirantes que van de los 900 m a los 2,100 m y aguas ultraprofundas un
tirante mayor a los 2,100 m. El Instituto Americano del Petróleo conocido por sus iniciales
en inglés API, asigna las aguas someras a tirantes de agua hasta los 610 m, aguas
profundas a los tirantes entre 610 m y 1,830 m y aguas ultraprofundas a los tirantes
superiores a los 1,830 m (ANSI/API RP 17A).
La siguiente clasificación es la que actualmente se maneja en México (PEMEX, 2012):
Clasificación Profundidad
Aguas Someras 0-500 m
Aguas Profundas > 500 m y <1,500 m
Aguas Ultraprofundas >1,500 m

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Fig. 1.4.- Clasificación de profundidades de aguas en México
Fuente (PEMEX, 2012)
La creciente necesidad de energía proveniente de los hidrocarburos ha motivado el
desarrollo de diferentes vías para obtenerlos. Ya que una gran cantidad de estos recursos
se encuentran costa afuera en los océanos, las empresas petroleras han dedicado mucho
de sus esfuerzos para innovar y mejorar los sistemas de perforación y extracción de
petróleo utilizados en plataformas petroleras con características específicas de acuerdo
con las condiciones y el tipo de trabajo o servicio al que serán destinadas.
El reto de explorar y explotar yacimientos de petróleo en aguas profundas no es sencillo,
ya que es totalmente diferente a realizarlo en tierra o cerca de la costa como actualmente
se hace en México. Estudios realizados por Pemex han determinado que el tiempo que
llevaría realizar un proyecto en aguas profundas es de 8 a 10 años.
1.1.- Riesgos de la Explotación de Campos en Aguas Profundas
Cuando se explotan yacimientos en aguas profundas las empresas se enfrentan a riesgos
geológicos, geotécnicos, meteorológicos, oceanográficos, de operación y financieros.
Estos riesgos se traducen en retos y dificultades que las empresas tienen que solucionar,
de entre los cuales destacan (PEMEX(i), 2009):
1. Ambientes marinos extremos (vientos, oleaje y corrientes marinas): Estas fuerzas
externas provocan el movimiento de las estructuras generando altos niveles de esfuerzo,
fatiga, deformaciones y vibraciones en los componentes de la unidad de perforación.

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2. Cambios de temperatura: Se presentan diferentes escenarios de temperatura entre la
superficie, el lecho marino y las zonas perforadas; mismos que pueden complicar el
bombeo del fluido. Además, las bajas temperaturas que se pueden presentar implican el
uso de diversas tecnologías para que los fluidos puedan circular por las tuberías.
3. Problemas de perforación: Cuando se atraviesan formaciones someras, las cuales
pueden incluir estratos de sal, se pueden presentar flujos de agua de alta presión, flujos
de gas y presiones anormales.
4. Instalaciones submarinas: Después de la perforación, el pozo debe controlarse
mediante un sistema de producción. Así que se instalan estructuras submarinas en el
fondo mar para ejercer ese control. Esto requiere la aplicación de nuevas tecnologías, así
como un alto grado de automatización.
5. Operación remota: Se requiere de la implementación de tecnología robótica que
permita inspeccionar y operar las instalaciones submarinas en el fondo del mar, desde la
superficie.
6. Altos costos: Los campos se desarrollan con un menor número de pozos en
comparación con la cantidad programada en aguas someras, debido a que la inversión
necesaria en cada uno de ellos es muy elevada.
7. Infraestructura: Es necesario renovar toda la infraestructura con la que se cuenta
actualmente y utilizar nuevas metodologías y tecnologías para llevar a cabo el desarrollo
de los proyectos en aguas profundas.
Para poder trabajar bajo estas condiciones y enfrentar los retos que se presentan, es
necesario utilizar nuevas tecnologías, las cuales a países como Estados Unidos, Brasil y
Noruega les ha tomado alrededor de 15 años desarrollar. Adicionalmente también se
requiere contar con los conocimientos y las habilidades necesarias para seleccionar
correctamente las tecnologías, utilizarlas adecuadamente, adaptarlas a las condiciones
propias y resolver cualquier contratiempo que pudiera presentarse.
La exploración y producción de petróleo y gas natural en regiones de aguas profundas son
operaciones más complejas que sus análogas en tierra, las estructuras costa afuera deben
soportar condiciones climáticas extremas, al mismo tiempo, dependiendo de sus
dimensiones, las plataformas tienen que albergar con seguridad y un nivel razonable de
comodidad, entre 25 a 200 trabajadores. Aunado a lo anterior, estas instalaciones
necesitan de una serie de equipamientos de control y telecomunicaciones, de anclaje o
posicionamiento, generadores eléctricos, salvavidas, equipo para prevenir y controlar

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incendios, apoyo de helicópteros, almacenamiento y gestión de desechos industriales y
humanos.
1.2.- Equipos Utilizados en la Explotación de Campos Costa Afuera
Para la etapa de la perforación costa afuera se utilizan diferentes plataformas o equipos
móviles; llamados de esta manera pues tienen su origen en equipos convencionales
utilizados en tierra pero colocados sobre plataformas autoelevables, semisumergibles y
barcos perforadores. Existen también las barcazas y equipos sumergibles que son
utilizados en aguas someras de hasta 15m y 50m de profundidad respectivamente.
Estos equipos para localizaciones costa afuera tienen la característica de trasladarse de
una ubicación a otra con la ayuda de barcos remolcadores, los cuales realizan las
maniobras de anclaje necesarias. A continuación se mencionan brevemente los 3 tipos de
plataformas utilizadas comúnmente para la perforación:
I. Las plataformas “Jack-Up”: Utilizadas en aguas poco profundas, generalmente hasta
cien metros de profundidad, habitualmente en forma de barcaza triangular o rectangular
(Fig. 1.5) y remolcadas a la región de perforación. Una vez colocadas en el sitio, tres o
cuatro soportes de la plataforma se hunden en el agua hasta que establecen contacto con
el fondo marino, para de esta manera brindarle estabilidad a la estructura reduciendo los
efectos meteorológicos.
Fig. 1.5.- Plataforma Jack-Up.
Fuente: www.offshore-mag.com

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II. Plataformas semisumergibles: Plataformas de gran porte, utilizadas en profundidades
entre setenta y 3 mil metros; se sujetan al fondo marino con sistemas de líneas de amarre
y anclas, y si la profundidad del mar es mayor de 1,000 metros pueden emplear un
sistema de posicionamiento dinámico. Estas plataformas (ilustradas en la Fig. 1.6) pueden
ser remolcadas al sitio o pueden ser capaces de trasladarse con su propia propulsión.
Fig. 1.6.- Fotografía de plataforma semisumergible Bicentenario, México.
Fuente (La Jornada, 2011)
III. Buques perforadores (Drill Ships): Son unidades de perforación móviles y puede
operar en profundidades entre 200 y 3,000 metros, utilizando un sistema de anclas, y en
aguas profundas de más de mil metros utilizan un sistema de posicionamiento dinámico.
Son básicamente grandes buques (ver Fig. 1.7) que cuentan con un sistema completo de
perforación. Son particularmente útiles en áreas lejanas puesto que necesitan un apoyo
limitado. La perforación se efectúa a través de una gran abertura en el centro del casco
(moon pool).

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Fig. 1.7.- Fotografía de barco perforador (Drill ship).
Fuente: 2b1 ST Consulting, 2012.
Durante las etapas de perforación y producción, la industria costa afuera requiere un
sistema de apoyo considerable. Esto incluye el mantenimiento de la plataforma,
transporte de la tripulación o trabajadores, evacuación de emergencia, barcos que
realizan actividades de manejo, transporte y tratamiento de los desechos generados (en
caso necesario), barcos remolcadores, barcos que manipulan anclas y cables, helicópteros
y unidades flotantes de almacenamiento, así como unidades o barcos de suministro. Estos
sistemas de apoyo deben describirse con detalle en la presentación del proyecto de
perforación, ya que forman parte esencial del mismo y a su vez es necesario conocer
todos y cada uno de los componentes del proyecto, para de esta manera, poder realizar
una evaluación precisa de las implicaciones por la falla de cualquiera de estos elementos y
prevenir su ocurrencia.
Una vez declarada la factibilidad económica de un campo petrolero, la empresa operadora
puede llegar a perforar decenas o cientos de pozos. Después de descubierto y
determinado el tamaño del yacimiento, los pozos exploratorios pueden transformarse en
productores, para lo cual existen diferentes tipos de plataformas marinas de producción.
En aguas someras, la producción de hidrocarburos se efectúa a través de un complejo de
plataformas, generalmente del tipo fijo, teniendo cada una de ellas diferentes servicios
como producción, compresión, alojamiento del personal, telecomunicaciones, re-bombeo,
etc. Sin embargo, debido al alto costo de una plataforma en aguas profundas, la mayoría

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de estos servicios se deben efectuar en la misma unidad flotante. Entre los sistemas de
producción encontramos las siguientes (Fig. 1.8):
 Buques de producción, Almacenamiento y Trasiego (FPSO)
 Plataforma Semisumergible (FPSS)
 Plataformas de Pierna Atirantadas (TLPs)
 Mini-TLPs
 Plataforma tipo Spar Buoy (clásicas y tipo armadura)
Fig. 1.8.- Sistemas de Producción para trabajos Costa Afuera
Fuente: http://www.kaskus.co.id
En la actualidad Pemex enfrenta la necesidad de licitar el arrendamiento de nuevos
equipos de perforación debido a que, la flota de equipos en México se ha venido
incrementando gradualmente luego de que en octubre del 2010 cayera a 77, su mínimo
en cuatro años. Desde entonces las empresas de perforación han buscado ávidamente
nuevos contratos. Pemex perforó solo 234 pozos (aguas someras y profundas) en el
primer cuarto del 2011, cantidad menor a los 346 que perforó en igual período del 2010
(Lee Hunt, 2011).
La actividad exploratoria se ha incrementado fuertemente en la Sonda de Campeche,
específicamente en Cantarell, Ku Maloob Zaap y aguas profundas, lo cual demanda la
necesidad de más equipos de perforación para realizar pozos exploratorios o ya sea el
caso, pozos productores.

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En el año 2007 se firmó un contrato entre Pemex y LOG UK, para emplear el Rig III (equipo
semisumergible de 6ª. generación bajo construcción de PetroRig III) que empezó a
perforar en 2010. Este contrato fue firmado por un valor de 942 millones de dólares.
SS Petrolia, empresa que opera equipos de perforación semisumergibles de segunda
generación, llegó a México en diciembre de 2007 con un contrato por 2.5 años con Pemex,
firmado en junio del mismo año, con un valor estimado de 269 millones de dólares (Fte-
Energia.org).
La renta diaria de los equipos de perforación oscila entre los 500 y 680 mil dólares; la
plataforma Bicentenario, una de las plataformas semisumergibles que utiliza Pemex en la
exploración de aguas profundas, tiene un costo por renta de 500 mil dólares diarios. Los
altos precios de renta están comprometidos a la pronta producción de petróleo de los
campos en donde se encuentran operando, por lo que es de suma importancia lograr la
perforación de los pozos con el menor tiempo no productivo (NPT) en las instalaciones, es
decir, lograr una perforación segura, de calidad y en los tiempos establecidos.
Fig. 1.9.- Desarrollo de campos complejos en aguas profundas y futuras perforaciones
Fuente (PEP, 2011)

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La demanda de los equipos de perforación es alta y México no cuenta con los equipos
necesarios para realizar todas las operaciones programadas para los próximos años, lo
cual encamina a la paraestatal al arrendamiento de equipos para satisfacer el hueco
operacional existente y, como se observa en la Fig. 1.9 algunos pozos ya se están
perforando y se espera que se perforen más pozos exploratorios en la zona de aguas
profundas del golfo.
Tan solo para el año 2012, Pemex destinó un presupuesto de 15 mil 53 millones de pesos,
principalmente para realizar trabajos en los pozos Kunah 1, Trión 1, Supremus 1 y
Maximino 1 (PEP (i), 2012).
Existen diversas circunstancias por las que se pudiera generar paro de actividades en las
plataformas de perforación, entre las más comunes encontramos condiciones
climatológicas adversas o condiciones operativas. Esto provoca grandes pérdidas de
dinero para Pemex, o para cualquier otra empresa operadora que arriende equipos,
debido a que la renta de los mismos debe cubrirse a pesar de que éstos no se encuentren
en operación.

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2.- Unidades Flotantes para la Perforación de Pozos
A los equipos de perforación utilizados en operaciones marinas se les denomina Unidades
Móviles de Perforación Costa Afuera o MODU’s (Mobile Offshore Drilling Unit), por sus
iniciales en inglés (ver Fig. 2.1). Las primeras unidades eran simples plataformas terrestres
llevadas dentro de aguas poco profundas y fijadas a una estructura que permitiera
perforar en el agua; éstas fueron evolucionando hasta llegar a las plataformas
que conocemos actualmente.
Las plataformas de perforación pueden ser clasificadas a su vez como equipos flotantes o
soportados en el fondo marino. Las MODU’s que tienen contacto con el piso marino, son
conocidas como “Soportadas en el fondo”, éstas incluyen a las sumergibles y a las
autoelevables (Jack Ups). Las unidades sumergibles se dividen en barcazas piloteadas, tipo
botella y barcazas en tierra. Las unidades soportadas en el fondo perforan en aguas menos
profundas que las flotantes.
Una MODU es movible, perfora un pozo en un sitio mar adentro y después se puede
reubicar para perforar en otro lugar. Cuando los equipos flotantes perforan, trabajan
encima o escasamente por debajo de la superficie del agua, estos equipos incluyen a los
semisumergibles y a los buques perforadores, los cuales son capaces de perforar en
tirantes de agua profundos, superiores a los 2000 metros.
Adicionalmente a las plataformas semisumergibles y buques perforadores, en aguas
profundas es posible llevar a cabo la perforación de pozos productores a través de
unidades permanentes de producción, como las TLPs y las Spars; es decir, estas
plataformas pueden combinar simultáneamente los servicios de producción y perforación.
Hasta la fecha estos dos tipos de plataformas no han sido utilizadas como MODU’s.
.
Plataforma Semisumergible Buque perforador
Fig. 2.1.- Equipos de Perforación Marina
Fuente: subseaworldnews.com

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2.1.- Unidades de Perforación Utilizadas en Aguas Profundas
2.1.1.- Equipos Semisumergibles
Los equipos semisumergibles tienen dos o más pontones sobre los cuales flotan. Un
pontón es un prisma con sección rectangular de acero, largo, relativamente estrecho y
hueco. Cuando una plataforma semisumergible se traslada, se retira agua de lastre de los
pontones para que el equipo tenga mayor flotación y pueda moverse más fácilmente
sobre la superficie del mar. En algunos casos se emplean barcos remolcadores para
trasladar el equipo hasta el sitio de la perforación y en otros, los semisumergibles son
autopropulsados por unidades empotradas que pueden conducir al equipo hasta donde se
requiera.
Las semisumergibles deben su nombre al hecho de que al perforar no tienen otro
contacto con el fondo marino más que su sistema de anclaje. Un equipo semisumergible
ofrece una plataforma perforadora más estable que un barco perforador, el cual también
flota mientras opera en la superficie del mar.
Las columnas, cilíndricas o cuadradas, se extienden desde los pontones hacia arriba para
que sobre ellas descanse la cubierta principal, en la cual se ubican los equipos e
instalaciones de perforación. Las semisumergibles a menudo utilizan anclas para
mantenerse en la ubicación. Este equipo es capaz de perforar en aguas de más de 600
metros de profundidad. Muchas trabajan en tirantes de agua del orden de 300 a 1,000 m
(1,000 a 3,500 pies). Las más modernas pueden perforar en aguas con 3,000 m (10,000
pies) de tirante, son las estructuras más grandes que se han fabricado para este fin, ya que
una de las más grandes tiene más de 30 m (100 pies) de alto y su cubierta principal es más
grande que un campo de fútbol.
Las plataformas semisumergibles evolucionaron a partir de las sumergibles. Actualmente
se diseñan para operar bajo condiciones severas de estados mar con fuertes oleajes,
vientos y corrientes marinas.
Una unidad flotante sufre movimientos debido a la acción de las olas, corrientes marinas y
vientos, lo que puede dañar los equipos necesarios para construir el pozo. Por ello, es
imprescindible que la plataforma permanezca en posición sobre la superficie del mar,
dentro de un círculo con radio de tolerancia determinado por los equipos que se
encuentran por debajo de ésta.
Los sistemas responsables de la posición de la unidad flotante son dos: el sistema de
anclaje y el sistema de posicionamiento dinámico.

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El sistema de anclaje se compone de 8 a 12 líneas de cables y/o cadenas y sus respectivas
anclas, que actúan como resortes que producen fuerzas capaces de restaurar el sistema
flotante a una posición dentro de su radio de operación cuando ésta es modificada por la
acción de las olas, vientos y corrientes marinas.
El método de posicionamiento dinámico es una evolución del sistema de sonar de los
barcos, por medio del cual una señal es enviada fuera del casco de flotación hacia un
juego de transductores externo, ubicado en el fondo marino. El posicionamiento dinámico
es de gran utilidad cuando el tirante de agua aumenta generalmente es considerado
necesario en tirantes de agua mayores a 305 m (1,000 pies). Sin embargo, existen casos en
que, para profundidades de 457 m (1,500 pies) de tirante de agua se utiliza el método de
ancla y cadena que está comúnmente limitado a 600 m de profundidad.
En el sistema de posicionamiento dinámico no existe una conexión física de la plataforma
con el lecho marino, excepto la de los equipos de perforación. Los sensores acústicos
determinan la deriva, y los propulsores o hélices en el casco accionados por computadora
restauran la posición de la plataforma semisumergible.
El movimiento que causa el mayor problema en las unidades semisumergibles es el que se
provoca por el oleaje, es decir el movimiento vertical (arfada o heave); por lo cual es
necesario colocar en el riser un sistema de compensación de movimiento en arfada
compuesto por una junta telescópica y tensionadores.
En la selección de una unidad semisumergibles es necesario considerar lo siguiente:
 Tirante de agua.
 Capacidad de perforación (alcance máximo de perforación).
 Criterios ambientales y de seguridad.
 Características de movimiento.
 Autonomía (área de almacenamiento de consumibles en cubierta).
 Movilidad.
2.1.1.1- Evolución de los Equipos Semisumergibles de Perforación
El desarrollo y evolución de los sistemas móviles de perforación costa afuera está
gobernado por dos factores determinantes. El primero y más significativo es la
profundidad que estos equipos pueden alcanzar. La perforación de pozos petroleros en el
mundo había logrado un avance considerable para la década de los 50’s, que demandaba
tecnología no solo para aguas someras, sino también para aplicaciones a profundidades

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mayores a 450 m, por lo que el diseño de las MODU’s evolucionó junto con las
necesidades de la industria.
El segundo factor es el reducir los movimientos que se generan por los elementos
metoceánicos; lo cual es esencial para evitar problemas con el equipo de perforación.
Los equipos semisumergibles evolucionaron partiendo de los equipos sumergibles, los
cuales estaban diseñados para perforar ya sea flotando o asentados en el lecho marino. La
primera unidad semisumergible que existió fue la plataforma Blue Water 1 (ver Fig. 2.2), la
cual fue una adaptación de un equipo sumergible que fue llevado a aplicaciones de mayor
profundidad.
Fig. 2.2.- Primera Plataforma Semisumergible Blue Water 1 (Shell Oil Company)
Fuente: http://www.ihrdc.com, “Mobile Offshore Drilling Units”
Puede identificarse la evolución de los equipos semisumergibles de la siguiente manera:
 Primera Generación: Construida antes de 1971
 Segunda Generación: 1971 - 1980
 Tercera Generación: 1980 - 1984
 Cuarta Generación: 1984 - 1998
 Quinta Generación: 1998 - 2005

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A las plataformas desarrolladas después del año 2005 se les denomina plataformas de
sexta generación. (Ver tabla de clasificación 2.1)
Tabla 2.1.- Clasificación con ejemplos de Plataformas semisumergibles de acuerdo con la
profundidad del tirante de agua y periodo de construcción.
Fuente: Childers, 2003 (modificado para este trabajo).
Generación Diseñador/Propietario Nombre de la
MODU
Tirante de
agua en
pies
Tirante de
agua en
metros
Periodo de
Construcción
1 ODECO
SEDCO
Ocean Digger
SEDCO 135F
300 - 600 91.5 – 183 Finales de
los 60’s
2 ODECO
SEDCO
Aker
Friede Goldman
Korkut Engineers
Ocean Baroness
SEDCO 702
Byford Dolphin
Alaskan Star
Eagle
600 –
2,000
183 – 610 Finales de
los 70’s
3 Aker
ODECO
Friede & Goldman
Transocean
Leader
Global Arctic III
1,500 –
5,000
457.5 –
1,525
Mediados de
los 80’s
4 Atwood Oceanics
Noble Drilling
Atwood Eagle
Noble Max
Smith
3,500 –
5,000
1,067.5 –
1,525
Finales de
los 90’s
inicio de
2000’s
5 Noble Drilling
Smedvig
Diamond Offshore
Ocean Rig ASA
SEDCO Forex
Noble Paul
Wolff
West Venture
Ocean Baroness
Levi Eriksson
CajunExpress
5,000 –
1,0000
1,525 –
3,050
Finales de
los 90’s
inicio de
2000’s
6 Friede & Goldman
Daewoo Shipbuilding
and Marine
Engineering Co.
Centenario GR
Bicentenario
5,000 -
10,000
1,525 –
3,050
Posterior al
2005
La primera generación de semisumergibles no tuvo mayores modificaciones respecto a sus
antepasados (plataformas sumergibles), únicamente fue modificado su sistema de anclaje
y se optó por cambiar los preventores de un arreglo a bordo de la plataforma a un arreglo
submarino. Su estructura era compleja y muchas veces contaba con más de 20 columnas
(como puede observarse en la Fig. 2.2), las cuales eran de mantenimiento difícil y costoso.
Esta generación de semisumergibles trajo consigo una mejoría sustancial en cuanto a la
eliminación virtual de los movimientos de cabeceo (pitch) y balanceo (roll), comparado
con los barcos de perforación, aunque aún se presentaban cuando eran trasladadas a
ambientes más agresivos y violentos. Esta generación tenía una capacidad de carga de 500

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a 1,000 toneladas, lo cual restringía el reabastecimiento de materiales que debía ser
continuo para evitar el paro de actividades.
Es necesario mencionar que esta generación no logró ser competitiva dentro del mercado
de las MODU’s, debido a la falta de diseño, funcionalidad, etc. destacando que éstas
encontraron nueva vida al ser convertidas en plataformas de producción (FPS).
La segunda generación (ver ejemplo en la Fig. 2.3) produjo un mayor número de unidades
construidas. Además del mayor intercambio tecnológico existente, esta generación fue
estimulada por la competencia que representaban los buques de perforación. Era
evidente que se requería de una mayor y mejor movilidad y de la optimización en el
arreglo de los pontones, lo cual evidenció que dos pontones eran suficientes, por lo que
requeriría un sistema estructural diferente. Esto se convirtió en la característica principal
de la segunda generación.
Fig. 2.3.- Plataforma de 2da generación Alaskan Star, Petrobras. Año de construcción 1976.
Fuente: http://www.kepcorp.com
Debido a los errores mostrados en las plataformas de segunda generación, errores
convertidos en tragedias como la volcadura de la plataforma “Alexander Kielland” en el
Mar del Norte, se revelaron una serie de defectos en su diseño que trajo un aumento
tanto en regulaciones como en los costos de desarrollo.

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A pesar de lo anterior, la tercera generación mantuvo como características principales los
pontones gemelos, el uso de una estructura tipo casco, tirantes de anclaje bien diseñados
y en general los estándares del diseño de una semisumergible, así como un aumento en su
tamaño y en la capacidad de carga abordo.
La cuarta generación, desde un punto de vista estructural, cuenta en su diseño con una
superestructura de casco que omite los tirantes, a excepción de los horizontales entre
columnas, esto mejora su estabilidad en ambientes climáticos más hostiles. Tiene una
capacidad de carga que va de las 4500 - 7000 toneladas y operan en tirantes de agua de
hasta 3050 m.
Entre las generaciones quinta y sexta la diferencia no es tan notable, dado que las
características de cada una de ellas es similar en cuanto a los tirantes de agua que logran
alcanzar. Las diferencias tangibles se reflejan en las dimensiones en las cubiertas y las
capacidades de carga que cada una puede soportar, donde la sexta generación soporta
cerca de las 10,000 toneladas a diferencia de las de quinta generación que varían entre
5,000 y 8,000 toneladas, un ejemplo de esta última es la plataforma Leiv Eriksson (ver Fig.
2.4). Además de lo anterior, lo que las diferencia de las cuatro generaciones anteriores, es
que éstas cuentan con un sistema de posicionamiento dinámico que sustituye al anclaje
que era utilizado con anterioridad y logra controlar con mejoras notables los movimientos
ocasionados por los factores metoceánicos, que se mencionarán en los siguientes
capítulos.
Fig. 2.4.- Plataforma de 5ta generación Leiv Eriksson, DryShips.
Fuente: http://www.nuestromar.org

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2.1.2.- Buques perforadores.
Un buque perforador es también un sistema de perforación flotante, tienen gran
movilidad ya que son autopropulsados y poseen cascos aerodinámicos semejantes a los
de un buque normal. Por tal motivo se puede elegir a un buque perforador para realizar
pozos en localizaciones remotas, convirtiéndose en la mejor opción. Se puede mover a
velocidades razonablemente altas con bajo consumo de energía. La forma y capacidad de
la cubierta le permite cargar una gran cantidad de equipo y material para perforar, por lo
que no requiere de un frecuente reabastecimiento.
El buque de perforación es una embarcación proyectada para perforar pozos submarinos. Su
torre de perforación está ubicada en el centro del sistema flotante, donde una abertura en el
casco (moon pool) permite el paso de la columna de perforación (riser).
Mientras algunos operan en tirantes de agua entre 305 y 915 m (1,000 y 3,000 pies), los
últimos barcos pueden perforar en profundidades de 3,050 m (10,000 pies) de tirante de
agua. Pueden perforar pozos de 9,150 m (30,000 pies) de profundidad a partir del lecho
marino. Estos buques grandes miden más de 260 m (800 pies) de eslora (largo) y 30 m
(100 pies) de manga (ancho).
El movimiento vertical (arfada, heave) es el mayor problema cuando se usa este tipo de
unidad flotante. Debido a su superficie de contacto con el mar comparado con la
semisumergible, el buque desarrolla respuestas más grandes de movimiento vertical. El
anclaje de éstos es similar al de un equipo semisumergible. Sin embargo, hay un sistema
adicional que han desarrollado los buques de perforación, el sistema de torreta,
recomendado para operaciones en ambientes severos.
Utilizan anclas que les permitan situarse en las estaciones a perforar, pero cuando
perforan en aguas profundas requieren de posicionamiento dinámico controlado por una
computadora conectada a sofisticados sensores electrónicos. Una vez iniciada las
actividades de perforación, el perforador le indica a la computadora la posición que se
debe guardar mientras se perfora. Este sistema restaura la posición de la embarcación
dentro de su radio de trabajo modificada por los efectos de las corrientes, el oleaje así
como la fuerza del viento.
Los buques perforadores se usan extensamente para resolver la brecha de capacidad
entre las plataformas autoelevables y las semisumergibles, y son los que actualmente se
utilizan mayormente para la perforación en aguas más profundas.

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Los buques perforadores son los más versátiles en cuanto a movilidad entre todas las
unidades de perforación marina, pero deben ser considerados para usarse en áreas con
olas de poca altura y vientos de bajas velocidades.
2.1.2.1.- Evolución de los buques perforadores
En los años 50’s las compañías de producción trataban de lidiar con los problemas de la
profundidad (tirante de agua). Costa afuera las profundidades hasta el lecho marino
incrementaron muy rápidamente y esto complicaba las tareas para las estructuras
apoyadas en el suelo.
En 1953, la primera versión del barco de perforación emergió de una conversión de un
modelo ‘Navy’ con capacidad de 300 toneladas de carga y un mástil de perforación
montado; el nombre de este modelo fue Submarex. El siguiente paso en la evolución fue
convertir un modelo de magnitudes mayores cuyo nombre sería Cuss I.
El Cuss I contaba con una bahía de pozo (moon pool) debajo de la torre de perforación y
era posicionado con 6 anclas. Éste situaba el conjunto de preventores sobre el lecho
marino; con objeto de compensar el movimiento vertical, se colocaba una junta
telescópica en la línea de perforación. Tenía la capacidad de realizar tareas hasta 107
metros (350 pies) de profundidad en el clima más severo que ofrecía el Canal de Santa
Bárbara en California, E.U.A.
Al paso de algunos años de perforar con éxito, se reconfiguró el Cuss I modelo Glomar, el
cual se construyó con un casco y un moon pool de mayores proporciones. Eventualmente
se optó por reemplazar el sistema de anclaje para profundidades mucho mayores debido
a que este último elemento se tornó problemático. Así, sin un sistema de anclaje y con un
sistema de radar y sonar, el Cuss I logró perforar en 3567 metros (11,700 pies), lo cual se
demostró en el proyecto MOHO en 1966 (NAS, 2001).
El sistema de Posicionamiento Dinámico mejoró la estabilidad del barco y minimizó los
movimientos provocados por las condiciones climáticas. En los años posteriores y hasta la
actualidad la evolución de los buques perforadores se ha difuminado de manera
significativa, ésta ha consistido en incrementar el tamaño en el casco de los barcos (eslora
y manga) para minimizar aún más los movimientos generados.
Hoy en día, encontramos buques perforadores de dimensiones cercanas a los 280 m (850
pies) de eslora y 55 m (170 pies) de manga, capaces de perforar en tirantes de agua de
hasta 3,650 metros, mejorando las características de movimiento, brindando una mayor
capacidad de carga y en algunos casos operando con torres de perforación con operación
dual (ver Fig. 2.5).

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Fig. 2.5.- Barco Perforador de operación dual.
Fuente: www.drillingcontractor.org
2.2.- Equipos semisumergibles utilizados en México en la Actualidad
Para realizar exploraciones en aguas profundas, Pemex ha contratado ya varias
plataformas para operar en estas condiciones.
Estas plataformas han trabajado en la zona de Coatzacoalcos Profundo, Sonda de
Campeche Profunda y Franja de Perdido.
Pemex ha autorizado 40 localizaciones en el Golfo de México para iniciar con
perforaciones exploratorias dentro de un programa que durará los siguientes 3 años, en
los que utilizarán cuatro plataformas de perforación para aguas profundas (Morales Gil,
2012).
En la figura 2.6 se presenta el programa de perforación en aguas profundas con
plataformas que actualmente tiene Pemex en arrendamiento, para desarrollar las reservas
potenciales.

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Fig. 2.6.-Plataformas con las que cuenta PEMEX para llevar a cabo exploración de aguas profundas.
Fuente (Maciel Torres, 2013)
En la Tabla 2.2 se muestran los pozos que han sido perforados, los que se encuentran en
perforación y los que se tienen programados a perforar en el año 2013. Asimismo, se
puede observar en la Fig. 2.7 la distribución de las actividades de perforación para cada
una de las plataformas con las que cuenta Pemex.

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Tabla 2.2.- Pozos Exploratorios en Aguas Profundas
Fuente: Suarez, J. J., 2012
Status Pozo Tirante (m) Hidrocarburo Año
Perforados Chuktah-201 512 Improductivo 1999
Nab-1 680 Aceite 2000
Noxal-1 935 Gas 2005
Lakach-1 988 Gas 2006
Lalail-1 805 Gas 2007
Tamil-1 778 Aceite 2008
Chelem-1 810 Improductivo 2008
Tamha-1 1121 Improductivo 2008
Etbakel-1 681 Improductivo 2009
Kabilil-1 740 Improductivo 2009
Leek-1 851 Gas 2009
Holok-1 1028 Improductivo 2009
Catamat-1 1230 Improductivo 2009
Lakach-2DL 1196 Gas 2010
Labay-1 1700 Gas 2010
Piklis-1 1945 Gas 2011
Talipau-1 940 Improductivo 2011
Nen-1 1495 Gas 2011
Puskón-1 600 ------------------- 2011
Caxa-1 1803 Improductivo 2012
Hux-1 1186 Improductivo 2012
Trión-1 2550 Aceite 2012
Supremus-1 2890 Aceite 2012
Kunah-1 2147 Gas 2012
En
Perforación
Maximino-1 2933 2013
PEP-1 2900 2013
Piklis-1DL 1783 2013
Planeados Yoka-1 2090 2013

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Fig. 2.7.- Pozos exploratorios en aguas profundas y plataforma encargada de llevar a cabo la perforación.
Fuente (Maciel Torres, 2013)

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3.- Componentes de un Sistema de Perforación en Aguas Profundas
En este capítulo se describen los principales componentes de los equipos de perforación
terrestres y marinos, así como sus principales características. También se mencionan las
principales características estructurales de un sistema flotante semisumergible de
perforación.
3.1.- Elementos para la Perforación Rotatoria
La función principal de una torre de perforación rotatoria es atravesar las diferentes capas
de roca para obtener un agujero que nos permita extraer los hidrocarburos. Para esto, se
requiere de equipo (necesario y suficiente) que nos permita alcanzar el objetivo. Un
equipo está compuesto por cinco sistemas principales que, de acuerdo con la actividad
específica que realizan se clasifican en:
1. Sistema de izaje.
2. Sistema rotatorio.
3. Sistema de circulación de lodo.
4. Sistema de energía.
5. Sistema para el control del pozo.
6. Equipo especial utilizado en la perforación marina.
3.1.1.- Sistema de izaje
Este sistema es el encargado de brindar el movimiento vertical a la tubería que se
encuentra dentro del pozo, ya sea introducir o sacar la sarta de perforación o tubería de
revestimiento
Los principales componentes del sistema de izaje son:
I. Mástil o torre y subestructura: Las torres (Fig.3.1) son pirámides de cuatro lados
construidas en acero estructural y pueden ser portátiles o fijas. La longitud de ésta varía
de 24 a 57 m y soportan cargas estáticas de 125 a 1,500 ton.
Las torres o mástiles se clasifican de acuerdo con su capacidad de carga vertical, así como
por la carga lateral de viento que pueden soportar. Otro factor que hay que tomar en
cuenta en el diseño de la instalación, es su altura. La torre y su subestructura deben
soportar el peso de la sarta de perforación en todo momento; mientras la sarta está
suspendida del bloque de la corona y cuando está descansando en la mesa rotaria. La
altura de ésta no influye sobre su capacidad de carga, pero sí influye sobre la longitud de

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las secciones de tubos (lingadas) que se puedan sacar del agujero sin tener que
desconectarlas.
Fig. 3.1.- Mástil o torre de perforación
Fuente http://spanish.alibaba.com
La Subestructura se construye de acero estructural y las cargas que puede soportar son
superiores a las que soporta el mástil ya que además de éste soporta las herramientas y
equipos adicionales que se mencionan a continuación:
 La mesa rotatoria, la cual provee movimiento de rotación y mantiene suspendidas
las tuberías (tubería de perforación, lastrabarrenas, etc.) que hacen girar la
barrena en el fondo del pozo. Los malacates constituyen el mecanismo de izaje del
ensamble de perforación.
 El sistema de transmisión de la rotaria, que transmite el poder del malacate a la
mesa rotaria.
 La consola del perforador, la cual constituye el centro de instrumentación de la
perforación rotaria.
 Las llaves de apriete y el agujero de ratón, usadas para el apriete de las tuberías de
perforación, lastrabarrenas, tubería de revestimiento (TR), entre otros, para su
conexión o desconexión.
 La oficina del perforador o casa de perro, la cual es un cobertizo usado como sala
de juntas y donde se guardan herramientas pequeñas.

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II. Malacate: Es el elemento que utiliza la energía del sistema de potencia para aplicarle
una fuerza al cable de perforación. Está provisto de un sistema de frenos para controlar
las altas cargas y un sistema de enfriamiento para disipar el calor generado por la fricción
en las balatas.
Los propósitos principales del malacate son los de izar e introducir la tubería al agujero
producto de la perforación. El cable de acero es enrollado en el carrete del malacate y
cuando funciona el carrete gira. Dependiendo de la dirección en que gira el carrete, el
bloque del aparejo o polea viajera que lleva conectada la sarta de perforación sube o baja
en la medida en que el carrete enrolla o desenrolla el cable.
Una de los componentes sobresalientes del malacate es el sistema de frenos, el cual hace
posible que el perforador controle fácilmente las cargas de la tubería de perforación y/o
de revestimiento. La mayoría de las instalaciones tienen por lo menos dos sistemas de
frenos. Un freno mecánico que puede parar la carga inmediatamente, y otro freno,
generalmente hidráulico o eléctrico, que controla la velocidad de descenso de una carga
que a su vez ayuda a no gastar las pastas del freno mecánico en el bloque del aparejo,
pero no detiene el descenso completamente.
III. Bloques y cable de perforación: La polea viajera y el gancho, el bloque de la corona,
los elevadores y el cable de perforación constituyen un conjunto cuya función es soportar
la carga que está en la torre o mástil, mientras se introduce o se extrae la tubería del
agujero.
El cable de perforación une al malacate con el ancla del cable y éste atraviesa la corona y
la polea viajera con objeto de darle movimientos verticales a ésta. El cable de perforación
generalmente es construido de cable de acero con diámetros que varían generalmente
entre 1 1/8 a 1 1/2 pulgadas (2.86 a 3.81 cm). El cable requiere lubricación debido al
movimiento constante de los alambres dentro del cable de acero, unos rozando contra
otros mientras el cable viaja a través de las poleas en el bloque de la corona y de la polea
viajera.
La corona es una serie de poleas fijas colocadas en la parte superior del mástil. Los
bloques de corona y bloques del aparejo usualmente se ven más pequeños de lo que
realmente son, porque son vistos a distancia. Las poleas alrededor de las cuales se
enhebra el cable miden 1.5 m de diámetro o más, y los pasadores sobre los cuales las
poleas giran pueden medir 31 cm o más de diámetro. El número de poleas necesarias en
el bloque de la corona siempre es una más que las que se necesitan en el bloque del
aparejo.

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En la polea viajera también se requiere un muelle que actúa como un cojín para absorber
choques y un gancho al cual se le une el equipo para soportar la sarta de perforación. El
gancho se conecta a una barra cilíndrica de acero en forma de asa que soporta la unión
giratoria o swivel. Además de esta asa para la unión giratoria, existen dos más que se
utilizan para conectar los elevadores de tubería al gancho. Los elevadores son un juego de
eslabones que sujetan a la sarta de perforación para permitir al perforador bajar o subir la
sarta de perforación en el pozo. El perforador baja el bloque del aparejo y los elevadores
hasta un punto donde la cuadrilla pueda conectar los elevadores a la tubería.
3.1.2.- Sistema rotatorio
El objetivo del sistema rotatorio es proporcionar la acción de rotación a la barrena para
que realice la acción de perforar.
Actualmente existen los siguientes 3 mecanismos para brindar rotación a la barrena:
a) Sistema rotatorio convencional
b) Top Drive o motor elevable
c) Bottom Drive o Motor de Fondo
a) El sistema rotatorio convencional es superficial y transmite la rotación a la tubería de
perforación a través de sus componentes, los cuales son:
a.I. Mesa rotaria: La mesa rotaria (Fig. 3.2) es lo que le da el nombre a la perforación
rotatoria. Es de acero, muy pesada, tiene generalmente forma rectangular. Recibe la
energía del malacate mediante la cadena de transmisión de la rotaria. Produce un
movimiento que da vuelta para que la maquinaria la transfiera a la tubería y a la barrena.
Fig.- 3.2.- Mesa rotaria, equipada en el piso de perforación
Fuente http://www.hhic.cn

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Un motor eléctrico acciona el poder de la mesa rotaria. Ésta es un ensamble que nos
provee de rotación, está localizada directamente en el piso de perforación abajo del
bloque de la corona y arriba del agujero donde se va a perforar. Consiste de la mesa
rotatoria, el buje maestro y dos importantes accesorios que son el buje de la flecha, el
cual es usado durante la perforación, y las cuñas que son usadas para suspender la
perforación momentáneamente.
a.II. Buje maestro: Este elemento se instala en la mesa rotaria y tiene la función junto con
la cuñas de fijar la sarta de perforación a la rotaria para transmitirle el movimiento. Tiene
cuatro agujeros donde se meten los cuatro pernos del buje de la flecha. Cuando el buje
maestro rota, los pernos ya conectados en los agujeros hacen que rote el mecanismo
impulsor de la flecha.
a.III. Flecha o kelly: Es un elemento de acero que puede ser de forma cuadrada o
hexagonal que se instala en la parte superior de la tubería de perforación, en ella se
instalan válvulas de seguridad en ambos extremos para el control de los flujos del pozo.
La válvula de seguridad de la flecha o válvula de tapón de la flecha, es una válvula especial
que aparece como un bulto en la parte superior de la flecha. La válvula de tapón se puede
cerrar para aislar la presión del fluido que sale por la sarta de perforación, la mayoría de
las válvulas de tapón requieren de una llave especial para cerrarse; por lo tanto, el
perforador debe asegurarse que la llave para la válvula siempre se guarde en el mismo
sitio y que todos los miembros de la cuadrilla sepan donde la pueden encontrar. Otra
válvula de seguridad generalmente se conecta entre el extremo inferior de la flecha y el
extremo superior de la tubería de perforación, esto se hace ya que cuando la flecha está
elevada en la instalación, como cuando se está haciendo una conexión, la válvula de tapón
es difícil de cerrar, y en caso de que ocurra una emergencia, la válvula de seguridad
adicional proporciona un medio accesible para poder cerrar la sarta.
En la parte superior de la flecha se conecta la unión giratoria, en la parte inferior antes de
la válvula de seguridad se instala un elemento llamado sustituto que evita el desgaste de
la flecha por la rotación.
a.IV. Unión giratoria o swivel: Es un aparato mecánico pesado que tiene la principal
característica de girar y que va conectado al bloque del aparejo por unas enormes asas;
por lo tanto, interconecta el sistema rotatorio con el sistema de izaje. El gancho suspende
a la unión giratoria y a la tubería de perforación.
La unión giratoria tiene tres funciones básicas:
1. Soportar el peso de la sarta de perforación.
2. Permitir que la sarta de perforación gire libremente.

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3. Proveer de un sello hermético y un pasadizo para que el lodo de perforación pueda
ser bombeado por la parte interior de la sarta.
El fluido entra por el cuello de cisne, o cuello de ganso, el cual es un tubo curvado
resistente a la erosión, que conecta a la unión giratoria con una manguera que transporta
el fluido de perforación hacia el tallo. El fluido pasa a través del tubo lavador, que es un
tubo vertical en el centro del cuerpo de la unión giratoria y hasta el kelly y la sarta de
perforación.
En el caso de los equipos semisumergibles, la polea viajera está provista de un
compensador que absorbe los movimientos oscilatorios ascendentes y descendentes de
las plataformas.
a.V. Sarta de perforación: Está compuesta de la tubería de perforación y Botton Hole
Assembly (BHA, por sus siglas en inglés). Cada tramo de la tubería de perforación llamado
junta mide usualmente 30 ft (9 m). Cada extremo de la junta contiene roscas. El extremo
con las roscas interiores se conoce como la caja y el extremo con las roscas exteriores se
conoce como piñón. Cuando se conecta la tubería, el piñón se centra dentro de la caja y la
conexión se ajusta, los extremos enroscados de la tubería se conoce como las uniones de
tubería o uniones de maniobra y realmente son piezas separadas que el fabricante solda a
la parte exterior de la junta del tubo. Luego, el fabricante corta roscas en estas piezas a
medidas estandarizadas por la industria. La sarta de perforación es la encargada de
transmitir la rotación desde la superficie hasta el fondo del pozo (a la barrena).
El BHA se constituye de:
 Tubería de perforación (TP).- Es la tubería que se instala inmediatamente arriba de
los lastrabarrenas o tubería pesada. Sus características son: diámetro, peso, grado,
resistencia y longitud.
 Tubería pesada (heavy walled).- Esta tubería se instala inmediatamente debajo de
la tubería de perforación. Proporciona el paso de transición entre los lastra
barrenas y la TP para evitar daños a la TP por la rigidez de los lastra barrenas.
Ayuda a mantener en tensión a la TP y aporta peso a la barrena.
 Martillo.- El martillo tiene la función de liberar la sarta cuando ésta se encuentra
atrapada.
 Lastra barrenas (drill collar).- Es la tubería que se instala arriba de la barrena. Son
muy pesados y son los que proporcionan el peso a la barrena para perforar, el
rango de diámetros de esta herramienta es de 3 a 12 pg (de 7.6 a 30.4 cm), su
longitud promedio es de 9.5 m.
 Conectores.- Son componentes utilizados para unir tubería con diferente rosca.

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 Estabilizadores.- Los estabilizadores son instalados entre los lastra barrenas como
protección de los mismos y mantienen la dirección de la barrena, algunos son
equipados con elementos de corte de carburo de tungsteno.
 Porta barrena.- El porta barrena es la última pieza antes de colocar la barrena.
a.VI. Barrena: El trabajo primario de las barrenas es rotar en el fondo del agujero. La
barrena es el final del aparejo de perforación, porque la barrena es la que perfora el pozo.
En la industria que se dedica a la fabricación de barrenas (Fig. 3.3), se ofrecen varios tipos,
en muchos tamaños y diseños. Se diseñan para perforar un diámetro determinado de
agujero y de acuerdo con determinado tipo de roca o formación.
Fig. 3.3.- Barrenas de perforación tricónicas
Fuente: www.coredril.com
Poner el peso en una barrena hace que sus cortadores fracturen la roca. Generalmente,
los perforadores aplican el peso en la barrena permitiendo una parte del peso de los
lastrabarrenas sobre ésta. La cantidad de peso depende del tamaño, del tipo de barrena y
de la velocidad a la cual el perforador la rotará. La cantidad de peso también depende del
tipo de formación por perforar.
b) Top drive o motor elevable o de superficie.- Como una unión giratoria regular, el
motor elevable cuelga del gancho del sistema de izaje y tiene un pasadizo para que el lodo
de perforación fluya hacia la tubería de perforación. El motor elevable (Fig. 3.4) viene
equipado de un motor eléctrico (algunos motores elevables grandes tienen dos motores).
Los perforadores accionan el motor elevable desde su consola de control, el motor da
vuelta a un eje impulsor que tiene una cuerda para que se pueda conectar la parte
superior de la sarta de perforación. Cuando se enciende el motor, la tubería de
perforación y la barrena rotan. Un motor elevable elimina la necesidad de una unión
giratoria convencional, de una flecha y de un buje de la flecha.

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Fig. 3.4.- Equipo de perforación Top Drive (Motor elevable)
Fuente: http://www.hellotrade.com/petromarys-uae/top-drive-drilling
Sin embargo, los equipos que cuentan con un motor elevable, todavía necesitan una mesa
rotatoria con un buje maestro para proporcionar un lugar donde suspender la tubería
cuando la barrena no está perforando. Algunos equipos tienen motores hidráulicos
incorporados que puedan rotar a la mesa rotatoria por si existe malfuncionamiento del
motor elevable. Estos motores hidráulicos son considerablemente más ligeros en peso
que los motores eléctricos y requieren menor espacio.
Las ventajas principales de un motor elevable en comparación con un sistema de mesa
rotatoria convencional, es el manejo más sencillo de la tubería por parte de la cuadrilla,
mejora el control direccional, ayuda en la eficiencia de la perforación bajo balance y la
potencia de rotación es más eficiente, entre otras.
Las desventajas son su alto costo de mantenimiento, es un quipo muy pesado y se pierde
mucho tiempo en instalarlo y desmantelarlo en equipos terrestres.
c) Bottom drive o motor de fondo.- Este es un elemento subsuperficial que forma parte
del BHA, ya que se instala justo antes de la barrena; la acción de rotación es generada por
el movimiento de flujo del fluido de perforación.
Al circular el lodo de perforación presurizado a través del estator y el rotor se genera la
rotación que es transmitida directamente a la barrena. Una vez logrado esto, el lodo sale
de la barrena.

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Los equipos de motor de fondo se usan a menudo para perforar los pozos direccionales o
verticales. A veces, es deseable perforar un pozo con alguna inclinación puesto que con un
pozo vertical no se podría alcanzar determinado objetivo en un yacimiento. Este tipo de
objetivos son más fáciles de conseguir si la tubería de perforación no rota, y por lo tanto
se emplean los motores de fondo.
3.1.3.- Sistema de circulación de lodo
Una característica única de la perforación rotatoria es el bombeo del fluido de perforación
al fondo del pozo para transportar los cortes generados por la barrena y levantarlos hasta
la superficie. Pero no solo estos recortes son los que se llevan a superficie, al mismo
tiempo se levantan las partículas sólidas de las caras del pozo de las formaciones que se
van atravesando. La capacidad de un equipo rotatorio de circular el lodo de perforación
puede ser factor determinante en la utilización del equipo.
El lodo circula por muchas piezas del equipo, como son la bomba de lodos, la línea de
descarga, la columna de alimentación (o tubería vertical), la manguera de lodos, la unión
giratoria y el kelly, la tubería de perforación, los lastrabarrenas, la barrena, el espacio
anular, la línea de retorno, la zaranda vibratoria, los tanques del lodo, y la línea de
succión.
El lodo es bombeado desde la presa de succión a través del tubo vertical montado en una
pata del mástil o de la torre. El lodo es bombeado por el tubo vertical hasta una manguera
de lodo, la cual está conectada a la unión giratoria. El lodo entra a la unión giratoria, luego
baja por la flecha o kelly, por la tubería de perforación, por el porta barrenas y sale por la
barrena. Aquí cambia de dirección hacia arriba por el espacio anular (espacio entre la
tubería de perforación y la pared del pozo).
Finalmente el lodo sale del pozo a través de un tubo de acero llamado línea de descarga y
cae sobre un aparato de tela metálica vibratoria llamada la zaranda vibratoria o
temblorina. La temblorina separa los recortes del lodo y los conduce a una presa de
desechos y el lodo pasa a la presa de asentamiento; luego, pasa a la presa de mezclado y
por último pasa a la presa de succión para volver a circular el lodo, impulsado por la
bomba.
También podemos encontrar los desarenadores y los deslimadores (removedores de limo)
que se conectan a las presas para remover las partículas pequeñas cuando el lodo las
obtiene de la formación; ya que si el limo o la arena vuelven a recircular por el pozo, el

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lodo se hace más denso que lo deseado y puede desgastar la sarta de perforación y otros
componentes.
En el caso que se perfore una sección de formación con pequeñas cantidades de gas, se
utiliza un desgasificador para remover el gas del lodo antes de volverlo a la circulación, ya
que si este gas no es eliminado antes de volver a circular, el lodo tiende a disminuir su
densidad, lo cual podría resultar en falla para controlar las presiones de la formación y
ocasionar un reventón.
Las bombas de lodo son el componente primario de cualquier sistema de circulación de
fluidos, éstas funcionan con motores eléctricos o con energía transmitida por la central de
distribución, las bombas deben ser capaces de mover grandes volúmenes de fluido a
presiones altas.
3.1.4.- Sistema de energía
Mecánica o eléctricamente, cada torre de perforación moderna utiliza motores de
combustión interna como fuente principal de energía o fuente principal de movimiento.
Un motor de una torre de perforación es similar a los motores de los automóviles, excepto
que los de la torre son más grandes y más potentes y no usan gasolina como combustible.
La mayoría de las torres necesitan de más de un motor para suministrar la energía
necesaria para la perforación de pozos.
Los motores en su mayoría utilizan diesel, por que el diesel como combustible es más
seguro de transportar y de almacenar a diferencia de otros combustibles tales como el gas
natural, el gas LP o la gasolina.
Para transmitir la potencia desde la fuente primaria hasta los componentes de la
instalación existen dos métodos: el mecánico y el eléctrico. Hasta hace poco, casi todas las
instalaciones eran mecánicas, o sea, la potencia de los motores era transmitida a los
componentes por medios mecánicos; actualmente, las instalaciones diesel-eléctricas
reemplazaron a las mecánicas.
Transmisión mecánica de energía.- En una instalación de transmisión mecánica, la energía
es transmitida desde los motores hasta el malacate, las bombas y otra maquinaria a través
de un ensamble conocido como la central de distribución, la cual está compuesta por
embragues, uniones, ruedas de cabilla, correas, poleas y ejes, todos funcionando para
lograr la transmisión de la energía.

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Transmisión eléctrica de energía.- Las instalaciones diesel-eléctricas utilizan motores
diesel, los cuales le proporcionan energía a grandes generadores de electricidad. Estos
generadores a su vez producen electricidad que se transmite por cables hasta un
dispositivo de distribución en una cabina de control. De ahí, la electricidad viaja a través
de cables adicionales hasta los motores eléctricos que van conectados directamente al
equipo, al malacate, a las bombas de lodo y a la mesa rotaria. El sistema diesel-eléctrico
tiene varias ventajas sobre el sistema mecánico siendo la principal, la eliminación de la
transmisión pesada y complicada de la central de distribución y la transmisión de cadenas,
eliminando así la necesidad de alimentar la central de distribución con los motores y el
malacate. Otra ventaja es que los motores se pueden colocar lejos del piso de la
instalación, reduciendo el ruido en la zona de trabajo.
3.1.5.- Sistema para el control del pozo
Un reventón es un evento indeseable en cualquier instalación petrolera porque pone en
peligro las vidas humanas, puede destruir una instalación cuyo valor puede ser de millones
de dólares, puede desperdiciar petróleo y hacer daño al medio ambiente. Un fluido, ya sea
líquido o gas, brota del pozo casi siempre con una gran fuerza y muchas veces se incendia,
especialmente si el fluido es gas. El problema surge cuando la presión de la formación es
más alta que la que se tiene en el pozo, la cual se aplica por medio del tipo y cantidad del
fluido de perforación que circula dentro del mismo. Casi siempre el lodo de perforación
evita que el fluido de la formación entre al pozo y reviente, pero bajo ciertas
circunstancias este fluido de la formación puede entrar al pozo y causar dificultades,
ocasionando un cabeceo, es decir, el fluido de la formación entra al pozo y parte del lodo
de control es empujado fuera del pozo. Si el personal operativo no se da cuenta de estos
primeros indicios de un cabeceo, todo el lodo será expulsado del pozo y el fluido de la
formación fluirá sin control hasta la superficie terminando en un chorro incontrolable,
resultando en un reventón.
Por lo anterior existe un equipo para mantener el control del pozo y evitar dificultades.
El equipo de control requiere de especial atención por parte del personal, se tiene que
probar de acuerdo al programa de inspección y operar para asegurar que todo esté
funcionando bien. También se deben tener simulacros de emergencia como si estuviese
ocurriendo un reventón, sobre todo cuando se está perforando en zonas donde se espera
que las presiones subterráneas sean extremadamente altas, para saber qué hacer en el
momento de una emergencia.

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I. Preventores o BOP (Blowout Preventer).- La función de los preventores (Fig. 3.5) es la
de controlar el paso de fluidos de una formación productora hacia la superficie, tanto por
el espacio anular como por el interior de la tubería de producción o de trabajo, ya sean
gas, aceite o agua.
Fig. 3.5.- Conjunto de preventores BOP
Fuente: http://spanish.alibaba.com
Los preventores se clasifican en los siguientes tipos:
 De Interiores.- Su función es controlar el paso del fluido que proviene del interior
de la tubería de producción o de trabajo.
 De ariete.- Se utilizan como control superficial en un pozo para sellar el espacio
anular cuando se tiene tubería en su interior o cerrarlo totalmente. Funciona casi
siempre hidráulicamente para cerrar el espacio anular alrededor de la tubería en el
pozo. Los arietes para tubería deben ajustarse alrededor del perímetro de
cualquier clase o tamaño de tubería que se encuentre en el pozo.
 Esféricos.- Es el accesorio que forma parte del conjunto de preventores y que tiene
la habilidad de efectuar cierres herméticos a presión, en cualquier cuerpo que esté
dentro del pozo, sin importar su forma o en pozo franco; para ello, utilizan como
elemento una unidad de caucho de alta calidad con insertos que lo hacen más
efectivo, alargando su vida útil; la forma y tamaño del sello está regido por la
marca del preventor.
 Anular mecánico.- Se utiliza en donde se operan pozos de bombeo mecánico o hay
operaciones donde se hace necesario introducir tubería bajo presión. Los
preventores anulares mecánicos son diseñados variando únicamente los
empaques que se colocan de acuerdo a la tubería que se manejará, así como los
topes superiores, ya que éstos varían de acuerdo a su diámetro interior.

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II. Acumuladores.- Los preventores se abren y se cierran por medios hidráulicos, a través
de fluidos que están almacenados bajo presión en un aparato llamado acumulador, los
cuales son recipientes en forma de botellas o esféricos que están localizados en la unidad
de operaciones. Para poder llevar el fluido hidráulico del acumulador a los preventores se
tienden líneas que soportan altas presiones y cuando las válvulas de control se activan, el
fluido hace que los preventores trabajen, ya que los preventores deben de sellar
rápidamente. Es necesario que el fluido esté desde 105.4 hasta 210.9 kg/ (1,500 hasta
3,000 psi) de presión utilizando gas nitrógeno contenido en los recipientes.
III. Estrangulador.- Cuando ocurre un cabeceo, al cerrar el pozo con uno o más de los
preventores, se tiene que seguir perforando, por lo que hay que trasladar fuera al fluido
invasor con fluido de densidad apropiada llamado fluido de control. Para tal operación se
instala un juego de válvulas llamadas estranguladores (Fig. 3.6), las cuales van conectadas
a los preventores con la línea del estrangulador; o sea, cuando un pozo se ha cerrado, el
lodo y el fluido invasor son circulados hacia fuera por medio de la línea de estrangular y a
través del juego de conexiones del estrangulador.
Fig. 3.6.- Válvula de estrangulamiento
Fuente: sjpetrosp.jzcom.cn
Los estranguladores son válvulas ajustables y fijas. Los estranguladores ajustables son
operados neumáticamente o hidráulicamente y tienen una apertura capaz de ser cerrada
o restringida, la cual varía en tamaño, desde la posición de cerrado y hasta la posición
completamente abierta. Un estrangulador fijo tiene un flujo restringido de tamaño
permanente. En cualquiera de los casos, la idea es que el flujo de los fluidos del pozo
pueda circularse a través de los estranguladores y que se pueda mantener la suficiente
presión dentro del pozo para evitar que entre más fluido de la formación mientras se está
llevando a cabo la operación de cerrar el pozo.
IV. Separador de lodo y gas.- Este separador es una pieza que rescata el lodo útil que sale
del pozo mientras se está circulando hacia fuera del pozo y separa el gas flamable para

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que pueda ser quemado a una distancia segura de la instalación. La mayoría de los
separadores de lodo y gas son hechos de una sección de tubería de diámetro grande que
utiliza deflectores internos para hacer que el chorro de lodo y gas se muevan más
despacio, y de un arreglo de tubos en forma de "S" en el fondo para permitir que el lodo
fluya hacia el tanque de la temblorina. Como el gas se mantiene encima del lodo existe un
tubo de descarga en la parte de superior, el cual permite que el gas vaya hacia el
quemador sin hacer mucha presión contra del lodo.
3.1.6.- Equipo especial usado en la perforación marina.
El equipo de perforación marino que se encuentra a bordo de una plataforma fija o un
sistema flotante en el mar, es similar al utilizado en las operaciones de perforación
terrestre, ya que incluye elementos como el malacate, la mesa rotatoria, las tuberías, el
sistema de circulación de fluidos y las herramientas normales, así como las que se usan
dentro del agujero, como son: barrenas, lastrabarrenas, estabilizadores y otras. Existen
herramientas, sistemas, técnicas y equipos especiales que solamente se utilizan en la
perforación marina, éstas son:
I. Guía de la polea viajera.
El movimiento horizontal de la polea viajera se restringe por medio de una guía instalada
en el interior del mástil o torre de perforación, esto se debe al movimiento horizontal del
equipo flotante causado por las corrientes marinas y las olas del mar. Mecánicamente,
esto se logra instalando dos viguetas en el interior del mástil o torre de perforación. Las
vigas tienen un espacio suficiente que servirá como guía (a veces se instalan rieles sobre
las viguetas), para unas ruedas embaladas que están instaladas a los lados opuestos de la
polea viajera. Ajustando la polea a esta guía se restringe también el movimiento
horizontal del gancho y de la unión giratoria.
II. Amortiguadores o compensadores de movimiento vertical (CMV)
El efecto principal que causa el movimiento vertical del equipo flotante (arfada o heave),
es el movimiento relativo entre la barrena y el fondo del pozo. Para compensar este
movimiento vertical de la barrena contra el fondo del pozo y mantener un peso
determinado constante sobre la barrena se usan normalmente amortiguadores, los cuales
se instalan en la parte superior de los lastrabarrenas, o en un lugar adecuado entre los
mismos. Los amortiguadores compensan el movimiento vertical solamente en la parte
inferior de la sarta. La longitud de los amortiguadores y el número requerido depende de

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las características del equipo, del tirante de agua y de la marejada que se pronostique en
los informes diarios del tiempo.
Los amortiguadores han demostrado ser muy eficientes en la compensación del
movimiento vertical de los equipos de perforación flotante. Son costosos, no sólo por su
precio de adquisición y por su mantenimiento, sino porque en caso de falla prematura,
esto ocasionará que se efectúe la recuperación prematura de la sarta. En el caso de una
falla estructural ocasionará trabajo de pesca, por lo que la implementación de un
programa de inspección y reparación puede reducir la probabilidad de una falla, sus
costos y la pérdida de tiempo asociados.
III. Riser marino.
El conductor o riser marino es el lazo de unión entre el equipo de perforación flotante y el
pozo en el lecho marino. Es vital para el desarrollo de las operaciones de perforación, ya
que proporciona un medio de retorno para el fluido de perforación y de guía para la sarta
de perforación hacia el interior del pozo.
IV. Sistema tensionador.
La función principal de este sistema es proporcionar una tensión axial constante sobre el
conductor marino o riser para mantenerlo rígido y evitar que se puedan presentar
compresiones en el mismo.
Este sistema debe soportar el peso del aparejo, así como las cargas generadas por el
movimiento del equipo; mareas y corrientes. Consta de varias unidades tensionadoras
colocadas a lo largo del piso de perforación.
El tensionador debe ser capaz de proporcionar una reacción instantánea al movimiento
vertical ascendente o descendente de la estructura flotante. Esta respuesta deberá ser
mayor o igual a la velocidad vertical instantánea. Además, debe compensar los
movimientos por mareas, ajustes de conexión y cambios en la posición del equipo.
Los tensionadores comunes son sistemas hidroneumáticos, los cuales por medios
mecánicos imponen una fuerza de tensión al barril exterior de la junta telescópica. Un
extremo del cable tensionador está anclado en la propia unidad y el otro se encuentra
fijado al barril exterior de la junta telescópica.
V. Sistema de Flotación.
La flotación proporcionada al conductor marino tiene como propósito reducir su peso y
evitar que se flexione. Para lograr lo anterior, se utilizan módulos de flotación o cámaras

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de aire, que pueden ser de espuma sintética o de aluminio. Estos accesorios se fijan
alrededor del conductor marino en puntos adecuados.
El sistema de flotación no elimina el uso de los tensionadores, sino que ayuda a reducir la
tensión requerida y por consecuencia las dimensiones de los tensionadores.
VI. Buje protector o de desgaste.
Durante el transcurso de la perforación existe el peligro de que la tubería de perforación o
barrena lleguen a friccionarse contra las paredes del cabezal, lo cual puede originar fugas
cuando se coloque el colgador respectivo. Para evitar lo anterior, se le coloca un buje
protector al cabezal de la tubería respectiva. Antes de bajar los colgadores se elimina este
buje protector mediante un pescante especial. Este buje protector se aloja en el interior
del cabezal.
3.1.6.1.- Técnicas de instalación de preventores.
Para llevar a cabo una perforación marina desde una instalación flotante o fija en el fondo
del mar, se tienen dos técnicas:
Perforación con los preventores en la superficie.- Las operaciones de perforación con los
preventores en la superficie se ven limitadas necesariamente para plataformas apoyadas
en el fondo, como son las plataformas fijas, las de concreto, las autoelevables y las
sumergibles.
En un sistema de este tipo, se suspenden con colgadores submarinos y se prolongan hasta
la superficie en donde se instalan los cabezales y preventores para utilizarlos durante las
operaciones de perforación.
Después que el pozo ha sido perforado y probado, se desmantela el equipo de
perforación, los preventores y las extensiones de la tubería de revestimiento. Por norma,
se coloca un tapón en el pozo a nivel de fondo. En fecha posterior, cuando se decide
terminarlo, se quita el tapón y se termina el pozo instalando un árbol del tipo submarino o
instalando una plataforma y extendiendo las tuberías de revestimiento hasta la
plataforma para la instalación del árbol convencional.
Perforación con los preventores en el fondo del mar.- En un sistema submarino, las
operaciones de perforación se llevan a cabo con los preventores en el fondo del mar (Fig.
3.7). Esto puede efectuarse con cualquier tipo de sistema o equipo marino de perforación
pero es más empleado en estructuras flotantes, ya sean buques o plataformas
semisumergibles.

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Fig. 3.7.- Conjunto de preventores submarino
Fuente: www.bowtech.co.uk
El movimiento continuo de las plataformas flotantes requiere el empleo de cabezales en el
fondo del mar, con la consecuente instalación de preventores, debido a que pueden
ocurrir condiciones de emergencia, como el mal tiempo, que pueden forzar al equipo a
moverse fuera de su localización. Con los preventores y cabezales en el fondo del mar y el
riser con junta esférica y junta telescópica, todos removibles, habrá poco peligro de dañar
el pozo ya sea en condiciones de movimiento normal o de emergencia.
Otra ventaja que se tiene instalando el cabezal y los preventores en el fondo del mar, es
que en la distancia de la mesa rotatoria y hasta la parte superior de los preventores, se
tiene una mayor tolerancia para posibles desalineamientos entre la mesa y los
preventores sin crear cargas laterales excesivas y desgaste, ya que se cuenta con la junta
esférica.
3.2.- Plataforma flotante
Las plataformas flotantes proporcionan la estructura de soporte para efectuar las
actividades de perforación. La capacidad de carga vertical de la plataforma la aporta el

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casco de flotación (Fig.3.8). A la cubierta de la plataforma se le conoce como la estructura
superior, y ésta es apoyada en las columnas del casco de flotación.
En el diseño de una plataforma semisumergible, y particularmente su configuración, se
debe tener muy claro cuáles son las funciones que esta va a realizar. Existen dos funciones
esenciales para una semisumergible que son factores principales que definirán el tamaño
de la plataforma:
 Dar soporte y estabilidad a la carga en la cubierta, sobre las olas más altas.
 Tener la mínima alteración o respuesta ante las olas.
Fig.3.8. - Principales elementos de un sistema flotante de perforación.
Fuente: http://www.petroservint.com (modificado para este trabajo)

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La configuración del casco de flotación la conforman los siguientes elementos (Fig. 3.9):
 Pontones
 Columnas
 Tirantes
 Cubierta (puede no ser considerada como parte del casco)
Fig.3.9.- Principales componentes de una semisumergible de perforación.
Fuente: www.basstech.se (modificado para este trabajo)
Existen diferentes arreglos o configuraciones de los cascos de una plataforma
semisumergible, en la Fig. 3.10 se muestran algunas de las configuraciones más utilizadas.
En esta se figura muestran laterales seccionales de cuatro arreglos de cascos de flotación.
Para el caso A, es un arreglo típico de una plataforma de primera generación, el caso B es
un arreglo utilizado en la segunda generación y los casos C y D son típicos de tercera y
cuarta generación, respectivamente (Chakrabarti, 2005).

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Virtualmente todas las plataformas tienen al menos dos estados de flotación,
semisumergido y flotando sobre los pontones. Las columnas son el principal elemento de
flotación y de estabilidad cuando se encuentra semisumergida. Los pontones y parte de
las columnas son lastrados de agua para conseguir el estado de semisumergido. Más allá
de esto, el tamaño, sumersión, proporción y espaciamiento de las columnas son los
factores primordiales para el desempeño hidrostático e hidrodinámico de la
semisumergible.
Fig. 3.10.- Arreglos de los cascos de flotación de plataformas semisumergibles
Fuente: Chakrabarti, 2005
La cubierta provee el espacio de trabajo para la mayoría de las funciones en una
semisumergible. Tiene la función estructural de transferir o distribuir todas las cargas en
ella hacia las columnas y los tirantes y proporciona la conexión estructural entre la parte
superior de todas las columnas.
Los pontones y las columnas son distribuidos y conectados de manera que pueda proveer
un soporte global para la plataforma. La cubierta es también conectada para reforzar este
soporte. De no ser suficiente tal soporte, se añade un arreglo de tirantes entre las
columnas para mejorar la resistencia del casco.

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La configuración de los tirantes (Fig. 3.11) varía considerablemente. Los tirantes
diagonales son para soportar el peso en la cubierta y dar rigidez lateral y de torsión a la
plataforma.
Fig. 3.11.- Arreglo de tirantes típico de una semisumergible de tercera generación
Una estructura bien diseñada y bien conectada a su cubierta puede eliminar la necesidad
de utilizar estos tirantes.
El número de columnas y pontones en una semisumergible distingue diversas variantes de
configuración empleadas en la evolución de las mismas. Estos arreglos pueden incluir
pocas columnas como lo son tres o llegar a utilizar una docena o más. De igual manera se
pueden emplear un par de pontones gemelos, utilizar seis o incluso un arreglo en forma
de parrilla. En las figuras 3.12 y 3.13 se muestran una serie de arreglos típicos entre
pontones y columnas.
El arreglo de pontones gemelos se usa preferentemente para facilitar la navegación de la
plataforma. Como se mencionó anteriormente, la función de las columnas es dar
estabilidad y un punto crítico en su desempeño es cuando la plataforma pasa de estar

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flotando en los pontones a flotar adicionalmente con las columnas. Por esta razón es
común adecuar la posición en que serán colocadas las columnas sobre los pontones para
mejorar su estabilidad.
Fig.3.12.- Arreglo de Columnas en Semisumergible

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Fig. 3.13.- Arreglo de Pontones en Semisumergible
3.3.- Sistema de Posicionamiento
Las plataformas semisumergibles al ser sistemas flotantes, quedan expuestas a diferentes
movimientos ocasionados por diferentes factores, como son las corrientes marinas, los
vientos y el oleaje del mar. Estos movimientos también son conocidos como grados de
libertad:
 Tres movimientos de traslación sobre los ejes X, Y, Z
 Avance (Surge).- Movimiento en el eje X hacia adelante y hacia atrás
 Deriva (Sway).- Movimiento en el eje Y lateralmente

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 Arfada (Heave).- Movimiento en el eje Z hacia arriba y hacia abajo
 Tres movimientos de rotación alrededor de los ejes X, Y, Z
 Balanceo (Roll).- Rotación de babor a estribor en el eje X
 Cabeceo (Pitch).- Rotación de popa a proa ene el eje Y
 Guiñanda (Yaw).- Rotación alrededor del eje vertical Z
Para compensar estos movimientos, existen dos maneras de posicionar las plataformas: la
primera es utilizar un sistema de anclaje con cables de acero y la segunda es utilizar un
sistema de posicionamiento dinámico o DPS por sus siglas en inglés. En algunas
condiciones, se utiliza una combinación de ambas.
El sistema de anclaje de las plataformas se forma con diferentes arreglos de las anclas (Fig.
3.14). El sistema de anclaje representa una manera versátil de posicionar las plataformas;
sin embargo, debido a su composición este sistema da pie a grandes movimientos de la
unidad en ambientes hostiles, además de volverse costoso y demandante de espacio
cuando se trata de aguas profundas debido a la mayor cantidad de cable de acero que es
requerido.
Las actividades marinas se han extendido hasta regiones muy profundas, donde las
condiciones son muy severas y donde se están enfrentando nuevos problemas. Por esto
se desarrolló una técnica llamada: Posicionamiento dinámico, la cual es una técnica de
mantenimiento de la posición de las unidades flotantes teniendo en cuenta las fuerzas del
viento, olas y corrientes marinas tendientes a mover la embarcación.
Fig. 3.14.- Sistema de anclaje convencional
Fuente: Pemex, 2002

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El sistema de posicionamiento dinámico (Fig. 3.15) se utiliza esencialmente en aguas
profundas y ultraprofundas. Este sistema mantiene ubicada a la plataforma en un punto
deseado a través de un posicionamiento satelital, con la ayuda de propulsores instalados
alrededor del casco de la plataforma y sensores submarinos ubicados según sea
conveniente.
Con este sistema no existe una conexión física de la plataforma con el lecho del mar,
excepto la de los equipos de perforación. Los sensores acústicos determinan la deriva, y
propulsores en el casco accionados por computadora restauran la posición de la
plataforma.
Fig. 3.15.- Buque perforador equipado con posicionamiento dinámico.
Fuente: Enciclopedia de la perforación, García Campos.
3.4.- Riser de Perforación
El riser o conductor marino se puede describir como un conducto que va desde la
plataforma al fondo del mar, por medio del cual circula el lodo de perforación y sirve
como guía a la sarta de perforación. Existen diversos tipos de risers, los usados para
perforación, terminación, inyección, transporte y los usados para la producción.
Este dispositivo se encuentra unido en su parte inferior al conjunto de preventores
submarinos, y en su parte superior, al equipo de perforación, y es tal vez el elemento más

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vulnerable del equipo flotante. Debe ser estructuralmente capaz de resistir la complejidad
de esfuerzos ejercidos sobre él bajo condiciones severas de operación.
Estos conductores deben tener la suficiente capacidad para resistir la presión diferencial
entre el lodo que está dentro de él y por su exterior la del agua de mar así como las
presiones generadas al manejar un brote de gas somero por medio del desviador de flujo.
Los conductores marinos deberán soportar las fuerzas laterales de las olas corrientes
marinas y del movimiento de la unidad flotante justo arriba del pozo; así como resistir
esfuerzos y la tensión axial que se aplica en la superficie por medio del sistema de
tensionadores.
Las principales funciones del riser son las siguientes:
 Permite extender el pozo desde el fondo marino hasta la superficie.
 Provee comunicación de los fluidos entre el pozo y las operaciones de perforación
en la superficie.
 Proporciona un conducto seguro para utilizar, sin interferencia del medio marino,
la sarta de perforación y herramientas requeridas para la operación.
 Sirve para soportar las líneas de matar, estrangular y auxiliares.
 Sirve de medio para instalar y remover los BOP’s.
El conductor marino está formado desde su parte superior y hasta el fondo, por los
siguientes elementos (Fig. 3.16):
Desviador de flujo.- Este dispositivo de seguridad se encuentra colocado arriba de la
descarga de lodo y actúa como un preventor, proporcionando un medio de seguridad en
caso de existir acumulaciones de gas u otro fluido a presión en el interior del tubo
conductor. Funciona hidráulicamente y puede sellar en forma anular o ciega, dependiendo
de que haya o no tubería de perforación dentro del pozo, evitando así que el fluido pase a
la mesa rotatoria.
Junta telescópica.- Este dispositivo compensa el movimiento vertical del equipo flotante y
permite mantener un esfuerzo de presión constante sobre el conductor marino. El
dispositivo consta de un barril interior deslizable y un barril exterior fijo, al cual se sujetan
los cables tensionadores. Este elemento está colocado entre el desviador de flujo y la
parte superior del tubo conductor.
Tubería del riser.- Está formada por tramos de tubería generalmente de 22.8 m. (75 ft) de
longitud, de diseño y características específicas. Estos tubos llevan integrados los

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